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根据最近公布的《2009年浙江省能源利用白皮书》显示，全省拥有地方热电企业126家，装机382万千瓦，供热3.2亿吉焦，发电205亿千瓦时，热电比498%，发电煤耗314克/千瓦时，供热煤耗37.9公斤/吉焦。无论能耗、热电比、供热集中度、环保都居全国前列，为加快产业集聚、提高能源利用率，减少污染物排放等方面发挥了巨大的作用。
今年8月，浙江省经信委提出了《浙江省热电行业改造升级的指导意见》（以下简称《指导意见》）。要落实《指导意见》，让热电行业为浙江省节能减排和可持续发展发挥更大作用，就必须改变传统的行业“常规定式”，用科技创新攀登脱硫效率、降硝效率、除尘效率、全厂热效率、全厂火用效率的理论极限，把热电联产办成真正清洁高效的可持续发展的行业。
一、不改变行业“常规定式”，就不可能再大幅提升效率
对于热电行业的节能减排，主要以“五个效率”为量化指标：烟气脱硫率、烟气降硝率、除尘率、全厂热效率、全厂火用效率，其中前三个指标有关减排，后两个指标有关节能。一般认为，对燃煤电厂，达到烟气脱硫脱硝率98%，除尘率99.99%，热效率90%，火用效率43%即是现有科技条件下的效率极限。依靠科技创新和管理创新，攀登上述效率极限，即是热电行业节能减排的有效途径。
从表1、表2中可以看出，浙江省热电行业供电供热煤耗已远低于全国大火电平均，也低于30万千瓦纯凝机组，与30万千瓦供热机组相当。根据中电联《2009年电力行业统计信息汇编》，各省热电行业平均供电煤耗均高于各省大火电。浙江省热电行业在节能方面已经走在了全国先列。要进一步提高效率，就必须打破常规，改变行业“定式”，走创新之路。
二、改变常规“定式”，将脱硫降硝率提高到95%以上。
浙江省有关部门（经贸委）早在2000年就规定，对于热电联产项目，不采用循环流化床锅炉（CFB）就不批。这为SO2和NOX的进一步减排创造了很好的物质条件。
首先，CFB是天然的低氮燃烧锅炉。由于CFB燃烧温度低，在850℃到930℃之间，远低于常规煤粉炉和链条炉1350℃左右的燃烧温度。所以生成NOX极少。现行国家标准火电厂NOX排放标准是650mg/NM3以下，常规锅炉如果仅靠燃烧调整，不装炉外脱硝系统，很难达到。而CFB锅炉一般在150 mg/NM3左右，所以浙江省环保部门经过长期验证，决定对CFB锅炉实行NOX排放免检。
同时，进一步降低NOX排放，就必须打破“定式”，降低燃烧温度，甚至实行两级脱硝。实践证明，石灰石脱硫的最佳温度是820—880℃。而低温燃烧也是减少NOX生成的必要条件。但是，降低燃烧温度会降低锅炉的燃烧效率。因此，必须进一步选用效率更高的新型CFB锅炉，或进一步改造现有CFB锅炉，以提高燃烧效率，为进一步降低燃烧温度创造条件。通过上述办法，将全厂NOX排放降到了100 mg/NM3以下。如在CFB分离器内加入液氨，即可将NOX排放降至50 mg/NM3以下，即降硝率95%以上。
其次，CFB锅炉脱硫率可以提高到95%以上，前提是必须改变炉内一级脱硫的“定式”，建设和投运炉外两级脱硫系统。按照目前通行的常规脱硫技术，最好的炉外脱硫系统的设计脱硫率为92%，而CFB一级炉内脱硫率一般为80—85%，再向上提升难度很大，成本很高，要消耗大量的优质石灰石粉（钙硫比2.5以上），而且带来锅炉磨损和热效率降低（吸热反应）的问题。要改变这种现象，必须改变CFB锅炉，只实行炉内一级脱硫的“定式”，加装炉外两级脱硫。并且把炉温控制在820—880℃的最佳脱硫温度。公司正在实施的4号炉（130T/h高温高压CFB）两级脱硫改造和新建5号炉（150T/h超高压CFB项目），以炉内（一级）脱硫率80%，炉外（二级）脱硫率90%，即可轻松达到总脱硫率95%的目标｛1－ [（1－80%）×（1－90%）]×100%=98%｝。淘汰落后产能，将1—3号机组改为备用调峰，全厂SO2排放可减到100 mg/NM3以下（目前国家标准为400 mg/NM3）。
三、改变常规“定式”，使全厂热效率逼近90%
燃煤锅炉由于存在不完全燃烧，排烟、散热、排污等损耗，目前世界上最先进的设计效率，也不足93%。实际运行因往往偏离设计条件，热效率一般在85—91%之间。又由于存在汽轮发电机组的管道损失，散热损失，循环冷端损失，汽机内效率损失，机械损失，发电机变压器等电气系统的电磁损失，厂用电消耗等损失。目前国内外最先进的超超临界机组全厂热效率一般在45%左右。相应的供电煤耗为272.89克/千瓦时以上（目前国内仅上海外高桥二期一家）。而我国超超临界100万千瓦机组2009年平均供电煤耗为290.57克/千瓦时，纯火电厂机组因为存在巨大的冷端损失，再提高热效率已非常困难。
而热电联产机组由于可以部分或全部避免冷端损失，理论上可以将全厂热效率逼近90%左右。要做到这样，就必须改变长期以来国内外热电行业形成的“常规定式”。
一是“供热机组为了保证稳定运行，必须以抽凝机组为主，适当地配置背压机”。由于中小机组进汽焓值低，冷凝端焓值往往占60%以上，要将全厂热效率提到接近90%，就必须把冷凝汽流降至极小甚至零。因此，公司提出公共热电厂“全背压运行”的概念，并且于2007年付诸实施，由于避免了冷凝损失，经权威机构检测全厂平均供电煤耗降至160克/千瓦时以下，全厂热效率提高至78%。2008年起将抽凝机组改为仅作备用和调峰，全厂热效率又提高至83%以上。
二是“供热机组初参数必须与容量匹配，按常规定型系列选型，小机组不能配高参数”。我国供热机组的起步是按苏联模式发展起来的，机组参数与容量有一个固定的匹配系列，小机组只能是选低参数。因此，根据几十年来的“定型”系列，2.5万千瓦以下的火电（热电）机组只能采用中温中压，5—10万千瓦采用高温高压；12.5—30万千瓦采用超高压。这样全国火电（ 热电）机组，2003年以前2.5万千瓦以下没有高温高压机组，5万千瓦（全国最大的背压机组）以下至今没有超高压机组。而提高初参数，增加主蒸汽焓，不但增加的初参数焓几乎全部转化为电能，而且提高主蒸汽压力后，在同样排汽压力下，可以进一步降低排汽温度，也就降低排汽焓，大幅度提高汽轮机内的有效焓降，从而提高机组效率。以同容量同排汽压力（0.8MPa绝压）的中小型背压热电机组（12MW）为例，汽耗率（每发1千瓦时的耗汽量）和供电煤耗的变化十分明显。
之所以热电机组小容量不能配高参数的通常理由是，容量小的机组叶片小，相对动静叶片间隙大，参数过高应力过大，小叶片强度不够会出危险；漏汽、磨擦、鼓风损失会增加。其实，随着我国材料技术和工艺水平的提高，这些已都不是问题。漏汽、鼓风、磨擦损失的结果是排汽温度的提高，排汽温度的提高送至热用户，并没有损失。而较高高压力机组的同压力排汽温度低于较低压力机组（见表3）。
所以公司在全国最早将“小机组高参数”概念用于中小型区域热电厂，于2004年投产首台高温高压18MW背压机组，大幅度地降低了供电煤耗提升了热效率。正在实施的18MW超高压背压机组即将在明年投产，届时全厂供电煤耗将降至140克/千瓦时左右，热效率十分接近90%。
三是“一个厂只能有同参数的机炉并联运行，否则系统复杂，不安全”。按照这种常规“定式”，热电厂提高参数的技术改造，除非是整厂拆建或异地重建，否则不可能。而正在生产中的公用热电厂要整厂拆建或异地重建，由于规划、土地、投资、审批种种原因，难度极大。实践证明，数套供热机组采用不同参数，单元制运行，适当互联是完全可以的，安全的。公司从2004年就已经实现了中压、高压两种参数机组的并联供热，正在实施的超高压机组（5号机组）投产后，将实现中压、高压、超高压三种参数机组并联供热。不但投资省、调度灵活，而且发挥了高参数大机组带基本热负荷，低参数小机组起停方便，带备用和调峰负荷，发挥了各自的优势。
四、改变常规“定式”，将火用效率提高到超超临界机组水平
热电联产虽然热效率高，刚刚达标的热效率（45%）就达到了超超临界机组的水平。但也常常遭到诟病，因为热和电是两种不同品位的能源，电可以远距离输送，使用十分方便，做功能力几乎为100%，而热（蒸汽、热水），不能远距离输送，使用不方便，只有用在合适的场合（如采暖、用热生产工艺）才是清洁高效的，其做功能力极低。以供热为主的热效率是不能与以发电为主的火电厂仅仅进行单纯的热效率比较的。
这就引出一个工质做功能力的概念——“火用”，即工质单位质量的做功能力。1千瓦时的电能热当量为3600千焦，做功能力也为3600千焦。而3600千焦的热量（以压力0.8MPa，温度250℃的蒸汽计），做功能力为1253.73千焦，仅为同样热值的1千瓦时电能的三分之一。因此，热电联产不能不提火用效率的问题。以目前浙江省热电上网电价不含税价为0.4594元/千瓦时，折算到1吉焦的热当量电价为（10×106÷3600）×0.4594=127.61元/吉焦。而目前浙江省平均供热不含税价为53.09元/吉焦左右，同样1吉焦的热当量，热价仅及电价的41.6%。因此无论从社会效益和经济效益看，都必须重视热电厂的火用效率。这也是热电联产行业存在的依据。如果锅炉效率相同，集中锅炉房的供热效率肯定高于热电联产供热热效率。因为热电联产的效率远远高于集中锅炉房，而集中锅炉只消耗厂用电，白白丢掉了利用差压生产优质能源——电的机会，国家才倡导发展热电联产的产业政策。
表4是国家发改委节能技术推广中心，依据浙江省电力试验研究院和浙江省能源利用监测中心的测试结果，请中山大学做的2007年全国大火电、集中锅炉房、嵊州新中港热电有限公司三种类型的热效率，火用效率比较情况，当时，嵊州热电三台中压抽凝机组仍在运行（调峰），拖了全厂效率的后腿。2009年，2号机（7.5MW）已经改为背压，3号机（15MW）已停运，1号机只用调峰。正在建设的5号机（150T/h超高压CFB配20MW超高压背压机组）投产后，将1号、3号机停运，2号背压机作调峰，不但热效率将十分接近90%，全厂火用效率也将超越超超临界机组。
（作者单位：浙江越盛集团董事长）
今年8月，浙江省经信委提出了《浙江省热电行业改造升级的指导意见》（以下简称《指导意见》）。要落实《指导意见》，让热电行业为浙江省节能减排和可持续发展发挥更大作用，就必须改变传统的行业“常规定式”，用科技创新攀登脱硫效率、降硝效率、除尘效率、全厂热效率、全厂火用效率的理论极限，把热电联产办成真正清洁高效的可持续发展的行业。
一、不改变行业“常规定式”，就不可能再大幅提升效率
对于热电行业的节能减排，主要以“五个效率”为量化指标：烟气脱硫率、烟气降硝率、除尘率、全厂热效率、全厂火用效率，其中前三个指标有关减排，后两个指标有关节能。一般认为，对燃煤电厂，达到烟气脱硫脱硝率98%，除尘率99.99%，热效率90%，火用效率43%即是现有科技条件下的效率极限。依靠科技创新和管理创新，攀登上述效率极限，即是热电行业节能减排的有效途径。
从表1、表2中可以看出，浙江省热电行业供电供热煤耗已远低于全国大火电平均，也低于30万千瓦纯凝机组，与30万千瓦供热机组相当。根据中电联《2009年电力行业统计信息汇编》，各省热电行业平均供电煤耗均高于各省大火电。浙江省热电行业在节能方面已经走在了全国先列。要进一步提高效率，就必须打破常规，改变行业“定式”，走创新之路。
二、改变常规“定式”，将脱硫降硝率提高到95%以上。
浙江省有关部门（经贸委）早在2000年就规定，对于热电联产项目，不采用循环流化床锅炉（CFB）就不批。这为SO2和NOX的进一步减排创造了很好的物质条件。
首先，CFB是天然的低氮燃烧锅炉。由于CFB燃烧温度低，在850℃到930℃之间，远低于常规煤粉炉和链条炉1350℃左右的燃烧温度。所以生成NOX极少。现行国家标准火电厂NOX排放标准是650mg/NM3以下，常规锅炉如果仅靠燃烧调整，不装炉外脱硝系统，很难达到。而CFB锅炉一般在150 mg/NM3左右，所以浙江省环保部门经过长期验证，决定对CFB锅炉实行NOX排放免检。
同时，进一步降低NOX排放，就必须打破“定式”，降低燃烧温度，甚至实行两级脱硝。实践证明，石灰石脱硫的最佳温度是820—880℃。而低温燃烧也是减少NOX生成的必要条件。但是，降低燃烧温度会降低锅炉的燃烧效率。因此，必须进一步选用效率更高的新型CFB锅炉，或进一步改造现有CFB锅炉，以提高燃烧效率，为进一步降低燃烧温度创造条件。通过上述办法，将全厂NOX排放降到了100 mg/NM3以下。如在CFB分离器内加入液氨，即可将NOX排放降至50 mg/NM3以下，即降硝率95%以上。
其次，CFB锅炉脱硫率可以提高到95%以上，前提是必须改变炉内一级脱硫的“定式”，建设和投运炉外两级脱硫系统。按照目前通行的常规脱硫技术，最好的炉外脱硫系统的设计脱硫率为92%，而CFB一级炉内脱硫率一般为80—85%，再向上提升难度很大，成本很高，要消耗大量的优质石灰石粉（钙硫比2.5以上），而且带来锅炉磨损和热效率降低（吸热反应）的问题。要改变这种现象，必须改变CFB锅炉，只实行炉内一级脱硫的“定式”，加装炉外两级脱硫。并且把炉温控制在820—880℃的最佳脱硫温度。公司正在实施的4号炉（130T/h高温高压CFB）两级脱硫改造和新建5号炉（150T/h超高压CFB项目），以炉内（一级）脱硫率80%，炉外（二级）脱硫率90%，即可轻松达到总脱硫率95%的目标｛1－ [（1－80%）×（1－90%）]×100%=98%｝。淘汰落后产能，将1—3号机组改为备用调峰，全厂SO2排放可减到100 mg/NM3以下（目前国家标准为400 mg/NM3）。
三、改变常规“定式”，使全厂热效率逼近90%
燃煤锅炉由于存在不完全燃烧，排烟、散热、排污等损耗，目前世界上最先进的设计效率，也不足93%。实际运行因往往偏离设计条件，热效率一般在85—91%之间。又由于存在汽轮发电机组的管道损失，散热损失，循环冷端损失，汽机内效率损失，机械损失，发电机变压器等电气系统的电磁损失，厂用电消耗等损失。目前国内外最先进的超超临界机组全厂热效率一般在45%左右。相应的供电煤耗为272.89克/千瓦时以上（目前国内仅上海外高桥二期一家）。而我国超超临界100万千瓦机组2009年平均供电煤耗为290.57克/千瓦时，纯火电厂机组因为存在巨大的冷端损失，再提高热效率已非常困难。
而热电联产机组由于可以部分或全部避免冷端损失，理论上可以将全厂热效率逼近90%左右。要做到这样，就必须改变长期以来国内外热电行业形成的“常规定式”。
一是“供热机组为了保证稳定运行，必须以抽凝机组为主，适当地配置背压机”。由于中小机组进汽焓值低，冷凝端焓值往往占60%以上，要将全厂热效率提到接近90%，就必须把冷凝汽流降至极小甚至零。因此，公司提出公共热电厂“全背压运行”的概念，并且于2007年付诸实施，由于避免了冷凝损失，经权威机构检测全厂平均供电煤耗降至160克/千瓦时以下，全厂热效率提高至78%。2008年起将抽凝机组改为仅作备用和调峰，全厂热效率又提高至83%以上。
二是“供热机组初参数必须与容量匹配，按常规定型系列选型，小机组不能配高参数”。我国供热机组的起步是按苏联模式发展起来的，机组参数与容量有一个固定的匹配系列，小机组只能是选低参数。因此，根据几十年来的“定型”系列，2.5万千瓦以下的火电（热电）机组只能采用中温中压，5—10万千瓦采用高温高压；12.5—30万千瓦采用超高压。这样全国火电（ 热电）机组，2003年以前2.5万千瓦以下没有高温高压机组，5万千瓦（全国最大的背压机组）以下至今没有超高压机组。而提高初参数，增加主蒸汽焓，不但增加的初参数焓几乎全部转化为电能，而且提高主蒸汽压力后，在同样排汽压力下，可以进一步降低排汽温度，也就降低排汽焓，大幅度提高汽轮机内的有效焓降，从而提高机组效率。以同容量同排汽压力（0.8MPa绝压）的中小型背压热电机组（12MW）为例，汽耗率（每发1千瓦时的耗汽量）和供电煤耗的变化十分明显。
之所以热电机组小容量不能配高参数的通常理由是，容量小的机组叶片小，相对动静叶片间隙大，参数过高应力过大，小叶片强度不够会出危险；漏汽、磨擦、鼓风损失会增加。其实，随着我国材料技术和工艺水平的提高，这些已都不是问题。漏汽、鼓风、磨擦损失的结果是排汽温度的提高，排汽温度的提高送至热用户，并没有损失。而较高高压力机组的同压力排汽温度低于较低压力机组（见表3）。
所以公司在全国最早将“小机组高参数”概念用于中小型区域热电厂，于2004年投产首台高温高压18MW背压机组，大幅度地降低了供电煤耗提升了热效率。正在实施的18MW超高压背压机组即将在明年投产，届时全厂供电煤耗将降至140克/千瓦时左右，热效率十分接近90%。
三是“一个厂只能有同参数的机炉并联运行，否则系统复杂，不安全”。按照这种常规“定式”，热电厂提高参数的技术改造，除非是整厂拆建或异地重建，否则不可能。而正在生产中的公用热电厂要整厂拆建或异地重建，由于规划、土地、投资、审批种种原因，难度极大。实践证明，数套供热机组采用不同参数，单元制运行，适当互联是完全可以的，安全的。公司从2004年就已经实现了中压、高压两种参数机组的并联供热，正在实施的超高压机组（5号机组）投产后，将实现中压、高压、超高压三种参数机组并联供热。不但投资省、调度灵活，而且发挥了高参数大机组带基本热负荷，低参数小机组起停方便，带备用和调峰负荷，发挥了各自的优势。
四、改变常规“定式”，将火用效率提高到超超临界机组水平
热电联产虽然热效率高，刚刚达标的热效率（45%）就达到了超超临界机组的水平。但也常常遭到诟病，因为热和电是两种不同品位的能源，电可以远距离输送，使用十分方便，做功能力几乎为100%，而热（蒸汽、热水），不能远距离输送，使用不方便，只有用在合适的场合（如采暖、用热生产工艺）才是清洁高效的，其做功能力极低。以供热为主的热效率是不能与以发电为主的火电厂仅仅进行单纯的热效率比较的。
这就引出一个工质做功能力的概念——“火用”，即工质单位质量的做功能力。1千瓦时的电能热当量为3600千焦，做功能力也为3600千焦。而3600千焦的热量（以压力0.8MPa，温度250℃的蒸汽计），做功能力为1253.73千焦，仅为同样热值的1千瓦时电能的三分之一。因此，热电联产不能不提火用效率的问题。以目前浙江省热电上网电价不含税价为0.4594元/千瓦时，折算到1吉焦的热当量电价为（10×106÷3600）×0.4594=127.61元/吉焦。而目前浙江省平均供热不含税价为53.09元/吉焦左右，同样1吉焦的热当量，热价仅及电价的41.6%。因此无论从社会效益和经济效益看，都必须重视热电厂的火用效率。这也是热电联产行业存在的依据。如果锅炉效率相同，集中锅炉房的供热效率肯定高于热电联产供热热效率。因为热电联产的效率远远高于集中锅炉房，而集中锅炉只消耗厂用电，白白丢掉了利用差压生产优质能源——电的机会，国家才倡导发展热电联产的产业政策。
表4是国家发改委节能技术推广中心，依据浙江省电力试验研究院和浙江省能源利用监测中心的测试结果，请中山大学做的2007年全国大火电、集中锅炉房、嵊州新中港热电有限公司三种类型的热效率，火用效率比较情况，当时，嵊州热电三台中压抽凝机组仍在运行（调峰），拖了全厂效率的后腿。2009年，2号机（7.5MW）已经改为背压，3号机（15MW）已停运，1号机只用调峰。正在建设的5号机（150T/h超高压CFB配20MW超高压背压机组）投产后，将1号、3号机停运，2号背压机作调峰，不但热效率将十分接近90%，全厂火用效率也将超越超超临界机组。
（作者单位：浙江越盛集团董事长）